渤海油田分层注水技术研究现状及发展方向

2022-06-23王良杰张凤辉杨万有程心平

中国海上油气 2022年2期

王东王良杰张凤辉杨万有程心平

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司天津 300452)

渤海油田浅层多为疏松砂岩油田，储层易出砂，同时储层断裂发育，油藏类型复杂，油层跨度大、层数多，不同层位渗透率差别较大(10～10 000 mD)，非均质性严重，因此注水井多采用分段防砂完井方式。在笼统注水过程中，注入水沿高渗层推进较快，而中低渗层水驱效果不明显，层间矛盾突出，最终采收率较低。为提高注水开发效果，实现油田高产稳产，渤海油田注水井主要采用分层注水工艺。该工艺根据注水井各层的吸水情况进行分层配注，确保注入水在各层均匀推进，以限制高渗透层的吸水量，相对提高了中低渗透层的注水效果[1-4]。据统计资料显示，目前渤海油田各类分层注水井总数超过950口，占注水井比例超过93%。

国内外地面注水井管柱主要因完井方式(防砂完井、不防砂完井)不同，导致完井管柱略有差异，这种差异主要影响井下测调工具的外径。陆地油田及南海西部油田注水井多直接采用套管完井，通过一趟管柱下入油管悬挂式封隔器，油管内打压坐封油管悬挂式封隔器，实现不同注水层之间的封隔，主要包括安全阀、滑套、油管悬挂式封隔器、测调工具(图1)；渤海油田注水井完井方式多采用防砂完井，完井防砂后通过定位/插入密封与顶部封隔器/隔离封隔器配合，实现不同注水层之间的封隔，主要包括隔离封隔器、筛管、井下安全阀、滑套、定位/插入密封、测调工具(图2)。

图1 套管完井注水管柱示意图

海上油田注水井具有井斜大、先期分段防砂完井层数多、单层配水量大、平台生产作业空间有限等特点，对注水技术要求更高，陆地成熟的分层注水技术不能直接用于海上注水井。因此，海上油田分层注水技术开发与应用均需结合自身地质油藏及井况特点，在前期防砂完井或套管完井的井筒基础上开展研究[5]。同时，随着渤海油田注水开发的不断深入，需要在现场实践中不断进行分层注水技术的完善升级。

图2 防砂完井注水管柱示意图

1 渤海油田分层注水工艺技术应用概况

自20世纪90年代以来，伴随着中国海洋石油工业的发展，注水开发逐渐成为海上油田稳产增产的主要手段。在现场实践中通过对注水技术的不断完善与升级，形成了一系列适应渤海油田不同井况的分层注水工艺技术，其发展过程大致经历以下几个阶段。

1) 第一阶段：1996—1998年，注水技术初期探索。

尝试借鉴大庆油田应用较为成熟的偏心配水器钢丝投捞分层注水工艺，但该工艺管柱仅适用于直井和斜度较小的井(井斜角≤35°)，在海上油田井斜较大的定向井中配水工具投捞成功率低且单层注入量小，存在一定局限性，需开发专用的海上油田同心分层注水技术。

2) 第二阶段：1999—2007年，实现多层段、大斜度、大排量分注。

为满足海上油田井斜大、层数多、单层注水量大等特点，先后开发了“一投三分”、325同心分注和空心集成等可投捞式同心分注技术。分段数不超过6层、井斜在60°以内、单层注入量≤700 m3/d的注水井都可根据需求采用合适的注水工艺。

3) 第三阶段：2008—2010年，测调一体化分层注水技术。

随着注水井数量的不断增加，注水调配施工作业量急剧增加，占井时间较长；然而，海上平台作业空间有限，各种井筒工艺措施都要利用修井机，因此对注水井测调效率和配注精度提出了更高的要求。测调一体化分层注水技术的开发，显著提高了分层配注的测调效率和配注精度，为今后分层注水向智能化方向发展奠定了基础。

4) 第四阶段：2011—2014年，分注管柱长效性研究。

由于先期注水井分层注水管柱不具备全井筒洗井功能，长期注水后出现了一系列新的问题。主要包括：①井下管柱腐蚀、结垢等问题越来越突出，部分井后期动管柱作业提不动，造成大修作业；②近井地带地层污染堵塞，注入压力上升、注水量下降[6]。因此，为提高分注管柱的长效性，开发配套可反洗井分注工艺技术。目前形成的可洗井分注技术包括提升式反洗井分注、液控膨胀式反洗井分注和插入密封式反洗井分注3种注水洗井一体化技术。该技术系列有效地解决了井筒近井地带水质脏、堵塞、注水压力上升及注水量下降等问题，满足了配注量要求，提高了水驱开发效果[7]。

5) 第五阶段：2015年至今，有缆/无缆智能注水技术研究。

传统的分层配注技术在测试时均需利用钢丝或电缆作业，因此调配效率低且无法适用于大斜度井、水平井。截至2015年11月，渤海油田拥有井斜大于60°的大斜度、水平注水井80余口，为解决渤海油田大斜度井分层测调的技术难题、提升分注井的精细化与智能化管理，研制了电缆永置式测调分注工艺，实现注水井的智能化调控，为产业化应用提供技术支撑。自2015年7月第1口试验井现场成功应用，到2019年12月，电缆永置式测调工艺现场已累计应用90多口井(100余井次)。

与此同时，针对井眼较小的大斜度注水井因井眼尺寸限制无法实施有缆注水工艺的问题，为降低管柱下入的风险，研制了无缆传输分层配注技术。自2016年研究开发以来，无缆传输分层配注工艺在渤海油田已累计应用40多口井。渤海油田常用分层注水工艺技术应用情况统计见表1。

表1 渤海油田常用分层注水技术应用情况统计Table 1 Statistics on the application of common zonal injection technology in Bohai oilfield

2 渤海油田分层注水工艺技术特点及存在问题

渤海油田分层注水工艺发展从20世纪90年代开始，经过20多年的不断探索、实践、发展、完善，逐渐由可投捞式测调注水方式转变为有缆式和无缆式智能测调注水方式。目前形成了“一投三分”分注技术、325同心分注技术、空心集成分注技术、测调一体化分注技术、分注井可反洗井技术、电缆永置式分注技术、无缆传输分注技术等7类分层注水技术，有效解决了渤海油田不同需求条件下的注水问题，为渤海油田注水开发提供了技术支持。渤海油田常用分层注水工艺主要技术参数见表2。

2.1 “一投三分”分注技术

“一投三分”分注技术，即一次钢丝投捞测试作业可完成三个层段的测试调配作业。分注管柱主要由油管、滑套、可定位插入密封、插入密封式配水器工作筒、带孔管、圆堵引鞋和“一投三分”配水器(图3)等组成，原理如图4所示。配水器上装相应层段的井下存储式电子压力计或电子流量计及水嘴。注水管柱采用直槽定位器定位，管柱稳定、寿命长[8]。该技术解决了30°～60°井斜，2～3个层段的分层、验封、配注的难题，单层最大测试流量可达400 m3/d。

随着现场应用的不断增加，工艺也暴露出一些不足：①由于流量计的安装间距较短，大流量测试时存在层间干扰；②控制水嘴只能轴向安装，有机杂质沉淀时造成过流通道减小甚至堵塞配水器；③在调配水嘴进行压力和流量测试时，需频繁投捞出配水器，期间会产生流量、压力波动，降低了测量数据的准确性；④分注层数受限制。

表2 渤海油田常用分层注水工艺技术参数对比Table 2 Technical parameters comparison of common zonal injection technology in Bohai oilfield

图3 “一投三分”配水器芯子结构示意图

图4 “一投三分”分注技术原理示意图

2.2 325同心分注技术

325同心分注技术通过定位密封和插入密封实现分段，每个同心分注工作筒对应一个防砂段，配水器芯子坐封在工作筒内。分注管柱主要由井下安全阀、循环滑套、定位密封、插入密封、同心分注配水工作筒、圆堵引鞋等组成，其中防砂段用φ73 mm油管，原理如图5所示。验封作业需要使用专用验封芯子，压力计装在验封芯子内；分层调配作业采用超声流量计进行流量测试，通过改变配水器芯子水嘴个数及水嘴开度进而控制流量。该技术解决了φ82.55 mm的小防砂内通径中分层不超过5个层段的注水井分层、验封、配注的难题，单层最大测试流量可达400 m3/d。

截至目前该技术在渤海油田已经应用100多口井，其主要特点是：①相比一投三分，测试数据稳定性高；②依靠插入密封分层，分层成功率高；③能适用小通径多层段分注；④流量测试时间长且受井斜影响较大。

图5 325同心分注技术原理示意图

2.3 空心集成分注技术

对于分注层数超过3层的注水井，若采用单级配水工作筒对应单级配水器的方式，钢丝投捞测试作业工作量相当大，在此情况下开发了空心集成分注工艺技术。其核心技术是将层间分隔工具与配水器工作筒集成一体化，每一级配水器工作筒与相应的配水器配合，能够实现两层段分层注水，多级配水器工作筒可实现全井多层段分层配注，结构原理如图6所示。分注管柱主要由油管、滑套、可定位插入密封、插入密封式配水器工作筒、圆堵引鞋和空心配水器等组成，其中配水器芯子需用φ89 mm油管(图7)；分层测试仪器工具串由定位器、小直径井下存储式涡街流量计(或压力计)和导向头组成，在管柱内可从下到上一次完成多个注水层段的压力、流量实时测试[9]。该技术有效解决了注水井完井管柱最小内通径为98.55 mm、101.60 mm和120.65 mm，井斜<60°和分注层段≤6层的分层调配的问题，单层最大测试流量可达700 m3/d。

图6 空心集成配水器结构原理图

图7 空心集成分注技术管柱示意图

截至目前该技术在渤海油田已经应用300多口井，其主要特点是：①实现了单级双层调控，解决了小通径注水井的多层段配注问题；②配水器工作筒有上、下两组径向出水孔，对应的配水器芯子每组出水孔最多可安装6个水嘴，可满足海上大排量注水需求；③工作筒设有桥式通道，配注及测试工具上下压力平衡，钢丝作业投捞成功率和调配效率高；④各层段注水压力和流量实现实时测试，数据准确可靠，避免了传统递减法测试的测量误差；⑤分层调配过程中，采用水嘴选配软件，方便现场操作和数据管理；⑥调配时要反复投捞配水器更换水嘴，单井作业用时达3～6 d。

2.4 测调一体化分注技术

上述分层注水技术必须通过钢丝作业投捞配水器更换水嘴或动管柱作业才能实现分层调配，配注误差范围较大(±10%)，且钢丝作业工作量大，测调效率低，不便于对分注井进行定期检测与调配，影响分注开发整体效果。针对上述问题，开发了测调一体化分注技术，该技术采用同心结构的测调工作筒和同心测调仪器，测调原理如图8所示。测调工作筒设计有桥式通道和可调水嘴，同心测调仪器主要由流量计、压力计、温度计、电机、定位爪，调节臂和减速器等组成[11]。通过一趟电缆作业下入测调仪器，在调节井下测调工作筒可调水嘴的同时，就可以完成流量测试，从而满足配注量。每级测调工作筒结构尺寸相同，对分段层数没有限制，在不影响其他工作筒正常注水的情况下，可以选择性调节任意一级工作筒水嘴。该技术目前可用于井斜小于60°的大斜度套管井以及管柱最小内通径为82.55、98.55、101.60和120.65 mm的防砂完井注水井(图9)。利用井下电磁流量计或超声波流量计，从下至上递减法计算各层注入量，实现单层最大测试流量1 000 m3/d。

图8 测调一体化分注技术原理示意图

测调一体化分注技术改变了传统测调理念，其主要特点是：①运用机电一体化技术，数据直接读取，实现地面边测边调；②配水工具和水嘴设计成一体化结构，具有无级调节水嘴开度的特点；③可调水嘴有密封保护，消除了面积差、抽吸等现象导致的调节不灵活的缺点；④现场试验验证1天可完成单井测调，配注误差在±2%，显著提高了分注井的调配效率和配注精度；⑤不足之处在于采用电缆作业投捞测调仪器不适用于超大井斜或井深太深的注水井。

图9 测调一体化分注技术管柱示意图

2.5 分注井可反洗井技术

常规分层注水工艺技术均不具备全井筒洗井功能，注水井长期不进行洗井作业，管柱常常因结垢腐蚀拔不动造成大修作业，增加修井作业成本；同时，近井地带地层污染导致注入压力逐渐增大，注水量逐渐变小，严重影响注水开发效果。因此，为提高注水管柱的长效性，开发了一系列可反洗井分注工艺技术。目前常用的可反洗井分注技术包括提升式反洗井分注技术、液控膨胀式反洗井分注技术和插入密封式反洗井分注技术。3种反洗井分注技术的工艺参数如表3所示。

1) 提升式反洗井分注技术。2根液控管线连接至井口以下20 m处的管柱提升装置上，通过提升装置上提/下放管柱实现注水状态和反洗状态的切换。分注管柱主要由提升装置、插入密封、防返吐配水器、反洗井单流阀等组成(图10)。该技术目前可用于井斜小于60°的管柱最小内通径为82.55、98.55、101.60和120.65 mm的防砂完井注水井。一般建议分注层数≤4，单层最大测试流量700 m3/d。

表3 渤海油田注水洗井一体化技术参数对比Table 3 Comparison of water injection and well washing integrated technology in Bohai oilfield

图10 提升式反洗井分注技术管柱示意图

截至目前该技术在渤海油田应用50余口，其主要特点是：①洗井通道大，适用范围广，洗井时起放管柱能避免注水管柱和防砂管柱“垢成一体”，减少大修事故；②由于每次洗井操作都需要将插入密封从密封筒内反复插入拔出，对密封模块的性能和使用寿命要求更高。

2) 液控膨胀式反洗井分注技术。在不动管柱的情况下，利用液压控制膨胀式封隔器的胶筒膨胀或收缩实现注水状态和反洗井状态的切换，液控管线需要下入至防砂段内的膨胀式封隔器上控制其坐封和解封。分注管柱主要由坐封控制阀、液控膨胀封隔器、防返吐配水器、反洗井单流阀等组成(图11)。注水时，液控管线加压并保持一定的压力控制液控膨胀封隔器保持坐封状态，实现正常分层注水；洗井时，液控管线泄压控制液控膨胀封隔器保持解封状态，建立反洗井通道，实现洗井。该技术目前可用于井斜小于60°的管柱最小内通径为120.65 mm的防砂完井或套管完井注水井。一般建议分注层数≤4，单层最大测试流量700 m3/d，层间压差≤20 MPa。

该技术的主要特点是：①大幅度提高分层合格率，适用于防砂井或不防砂井的分层注水；②洗井时环空面积大，能实现大排量反洗井；③易坐封、易解封；④由于要对液控膨胀式封隔器反复坐封和解封，要求封隔器胶筒具备较好的耐疲劳性能；⑤液控管线需要下入至防砂段内，对施工操作要求更高。

图11 液控膨胀式反洗井分注技术管柱示意图

3) 插入密封式反洗井分注技术。利用插入密封和注水工作筒工具内部的环空夹壁腔配套洗井阀建立反洗通道。分注管柱主要由滑套、反洗井插入密封、防返吐配水器、反洗井单流阀等组成(图12)。注水时，油压大于套压，反洗井插入密封工具弹簧处于伸长状态，反洗通道进水口处于关闭状态，正常分层注水；洗井时，套压大于油压，插入密封工具弹簧处于压缩状态，反洗通道打开完成反洗井。该技术目前可用于井斜小于60°的管柱最小内通径为120.65 mm的防砂完井注水井。一般建议分注层数≤4，单层最大测试流量700 m3/d。

截至目前该技术在渤海油田应用30余口，其主要特点是：①通过改变井口流程，即可实现液压开关反洗密封阀完成注水和洗井操作，操作较为便利；②洗井通道相对较小，影响洗井排量；③对反洗密封阀的可靠性要求更高，要求在完成洗井操作后能保证密封阀关闭且仍具备完好的密封性。

图12 插入密封式反洗井分注技术管柱示意图

2.6 电缆永置式分注技术

海上油田分层注水井常规测调技术必须通过钢丝、电缆或动管柱作业才能实现，不仅受到井斜和场地的限制，还要停注降产，作业效率低下，施工成本高昂，严重制约了海上油田高效注水开发[12-13]。为了解决常规测调技术的上述不足，基于渤海油田注水井的防砂完井管柱形式，研制了电缆永置式测调分注技术，实现了注水井的智能化调控。

该技术由井下电动测调工作筒、过电缆定位密封、过电缆插入密封、钢管电缆、地面测调控制器及配套监控机和监控软件组成[14](图13)。其中，井下电动测调工作筒采用机电一体化设计(图14)，集分层验封、分层吸水量测试、分层水嘴无级调控功能于一体，在地面测调控制器的控制下，可实时监测分层注水温度、压力、注入量，快速调整各注入层水嘴开度，达到分层验封与分层吸水指数测试的目的，大大减少了注水井常规测调、验封测试的成本，还能实现注水数据的长期动态监测，对于保证油田注水驱油效果意义重大。

图13 电缆永置式分注技术管柱示意图

图14 井下电动测调工作筒结构示意图

电缆永置式分注技术较传统分层注水技术，优势比较明显，是实现智能化、数字化油田的关键技术[15]。自2015年7月第一口试验井现场成功应用，到2019年12月，电缆永置式测调工艺现场已累计应用90多口井(100余井次)。该技术主要具有以下特点：①不受井斜和分注层数(目前由于供电功率原因只能测调8层)限制，可解决大斜度井、水平井的分层注水测试难题；②分层注水管柱兼顾井下注水测试功能，分层验封、分层吸水测试无需额外钢丝电缆作业，实现了注水井的快速测试与实时动态监测；③每个层段对应一个井下电动测调工作筒，实现了分层注水的实时数据采集与自动化调配，单井测调时间仅需2～3 h，提高了分层测调效率；④单层调配成本偏高、可靠性受电缆、电路器件影响较大等。

2.7 无缆传输分注技术

2015年开展的注水井电缆永置式智能测调技术研究解决了内通径120.65 mm防砂完井、大斜度注水井分注难题，现场成功应用，测调效率提高至少10倍，提升了渤海油田分层注水的技术水平。在工艺系列化过程中，针对82.55 mm防砂内通径分层注水井，有缆式注水工艺很难实现，因井眼尺寸的限制，增加了管柱下入的风险，此时无缆式压力波控制注水工艺则具有明显优势，但施工作业成本较电缆永置式智能分注偏高。

该工艺的原理是在实现分层注水的同时，在井筒内建立无线通讯，远程控制井下配水器的调配，采集井下各层流量参数，并将采集的数据传输至地面。早期，采用压力波为载体建立信号通道，存在通信时速率慢、功耗大、误码率高的难题。针对上述问题，2017年渤海油田开始进行无缆式压控双向传输分层注水技术研究，不需要预先随管柱下入电缆，只需通过在地面无线控制与操作，即可完成井下各层注水量调节，以及注水量、注入压力等参数的双向传输[16-17]。该工艺管柱由井下压控工作筒(图15)、插入/定位密封、无缆式配水控制系统等几部分组成(图16)。

图15 无缆传输井下压控工作筒结构示意图

图16 无缆传输分注技术管柱示意图

井下无缆注水工具在压力波的基础上，增加了流量波作为压力波通讯的辅助参数，实现了压力波和流量波双重通信，提高了解码的准确性、时效性及波码通讯的可用性。

渤海油田从2016年开始逐渐尝试使用无缆式压力波控制注水工艺，截至2019年底已累计应用40多口井，取得较好的效果。在取得成果的同时，也暴露了新工艺在初期应用阶段有待改进和完善的问题：①工艺系列化；②测调工作筒、地面调制解调器可靠性需进一步提升；③酸化、调剖作业、注入水质、高温环境的适应性；④井下与地面数据双向通讯的可靠性和效率等；⑤电路低功耗及电池使用寿命问题。

2.8 海上注水技术和陆地及国外注水技术对比

上述内容介绍了海上油田分注技术，陆地油田的分注技术与海上油田大体相同，相互借鉴，国外油田的分注技术则相对简单，应用情况见表4。

表4 国内外油田注水技术水平分析表Table 4 Analysis of water injection technology level of oilfields at home and abroad

从表4可以看出，国内油田的分层注水技术，无论从技术水平、细分程度还是应用规模上都达到了很高的水平，处于国际领先地位。

3 渤海油田分层注水工艺技术面临的挑战及攻关方向

现有的分层注水技术解决了渤海油田注水工艺的很多现实问题，已经形成了一系列具有渤海油田特色的分层注水技术。随着海上油田开发的进一步深入，大部分油田注水开发进入中后期，综合含水上升[18-19]，注采矛盾日益突出，如何适应油田注水开发的需要，在稳油控水的基础上继续注够水、注好水，保持地层压力，保持高产稳产，成为越来越受关注的难题。同时，注水井井况和注入需求也越来越复杂[20-21]，需要对现有的分层注水技术进行完善升级，提高注水开发水平和开发效果。

3.1 面临的挑战

3.1.1高含水加剧油田注采矛盾，对分层注水技术提出精细化要求

随着渤海油田注水开发进入中后期，综合含水率上升，层间矛盾日益加剧，对分层注水技术提出了更高的要求。由于对部分注水井和采油井的地层连通性认识不清，经常出现油层注水突进、水淹等情况；因此，需要对注入参数进行实时监测与针对性调整，结合油藏工程对分段防砂的每个层段二次细分，进行精细化注水。

3.1.2常规分层注水技术定期分注测试作业时效性差

尽管智能分注技术在渤海油田已经开始规模化应用，但大部分注水井仍旧采用常规分层注水技术。目前常规分层注水技术测调作业时需动用平台上的修井机或吊车，但通常情况这些装备长时间用于其他修井作业，很难及时配合注水井的分层测调作业，导致定期分注测试工作不能按时进行，进而影响分层注水技术应用效果。

3.1.3智能分层注水技术可靠性有待提高

有缆/无缆智能分层注水技术有效地解决了大斜度注水井分层调配问题，能够实时地为地面提供油藏信息，提升了分注井的精细化与智能化管理。然而，智能注水技术单层成本偏高、可靠性受电缆和电路器件影响较大，在现场应用中也暴露出一些问题，主要包括：①电缆密封接头失效；②电路器件短路或烧断；③通讯不畅；④电机故障，卡水嘴；⑤传感器或信号处理电路故障；⑥耐高温性能较差；⑦电池使用寿命等。因此，智能注水技术在渤海油田产业化应用过程中，为满足不同的注入需求，需要对工艺、工具进行持续优化改进，提升工艺的可靠性、适应性以及有效性。

3.2 攻关方向

结合渤海油田分层注水工艺技术现状与面临的挑战，下一步技术攻关方向和发展趋势主要体现在以下几个方面：

1) 加强分层注水工艺与油藏工程相结合，全面深化油田整体注水研究。注水工艺是一项系统工程，分层注水工艺很难单独发挥作用，需要结合油藏工程，对分段防砂的每个层段二次细分，进行精细化注水；同时，通过加强智能分注技术的推广应用为油藏分析提供可靠的数据支持，有针对性地调整注采比、单井注水量，合理制定注水调配制度，优化调配周期和配注量，达到最佳水驱效率。

2) 提高常规分层注水测调作业时效配套技术，实现分注测调作业的机动性。针对常规分层注水测调作业中钢丝/电缆作业的防喷管起立/下放需要占用平台修井机或吊车、操作复杂的问题，开展液控防喷管的研究和试验，直接通过地面液压装置实现防喷管的立放，整个井口操作无需动用平台上的修井机，减少了安全隐患，提高了常规测调作业时效性。

3) 已有技术的完善与升级。目前已形成的技术在现场具有广泛的应用，矿场设备比较配套，是后期分层注水技术发展的基础。但从长远来看，针对渤海油田的地质与井身特点，智能化一体化高效化是分层注水技术发展的必然趋势，现有的智能分注技术仍需要在以下几方面进行完善升级：①持续提升井下分注工具的密封性能，改善密封失效造成的电路短路问题；②提升智能注水工艺电路部分的可靠性，尤其是电子元器件、电机、电缆密封接头等关键部分的可靠性；③提升无缆传输分注技术的电池使用寿命，如进行电路低功耗研究及井下发电技术；④加强现有工艺技术在低渗、高温、高压、高矿化度、高酸性等复杂井况下的适应性研究。

4) 加强注入水水质处理工艺的研究。减少由于水质不合格造成的井下管柱腐蚀和结垢，延长洗井解堵周期，提高分层注水效果。针对近井地带堵塞严重、注入压力超过注水系统压力等级的注水井，进行井下增压注水技术研究。

5) 开发新技术。在现有智能注水技术的基础上，开展液压控制智能注水技术、光纤传输注水技术等新型智能注水技术研究[22-26]，逐渐实现油田注水开发调配智能化，助力中国海油“数字化转型、智能化发展”。